Thread by @mLundback

Nu är det dags igen att djupdyka i något så spännande och aktuellt som överföringskapacitet - vad är det egentligen? Är det nätkapacitet, är det förbrukningskapacitet eller vad? Svaret är att det är så mkt mer än så :)

Överföringskapaciteten är den kapaciteten som beräknas mellan elområden och som handel med el kan ske inom på ett säkert sätt. Alltså elsystemets fysiska förmåga att föra över el på ett tillräckligt säkert sätt med aktuell tillgänglig prod, nät och förbrukning #riskstrategy

Vad som är tillräckligt säkert vet ni ju vid det här laget - men för enkelhetens skull så kan vi säga att det är för att upprätthålla normaldrift.

1) Hålla spänning (ink kortslutningseffekt), effekt (ström) och frekvens inom sina driftgränser

2) Ha tillräckligt med reaktiva och aktiva reserver för att kunna ta tillbaka eller hålla systemet inom sina driftgränser även efter felfall. N-1, vanliga felfall får inte ”knuffa” systemet utanför normaldriftsgräns. Elsystemet ska sedan klara nästa N-1 efter 15 min.

Det betyder att överföringskapaciteten kommer variera över året då nät, förbrukare och prods förmågor och tillgänglighet variera över tid. Utformning av stödtjänster och åtgärder ska göras för att kunna delge maximal överföringskapacitet samtidigt som driftsäk upprätthålls.

Får överföringskapaciteten variera hur mkt som helst och när får begränsningar egentligen vidtas? Det finns lite stöd i lagen för detta som kanske gör det begripligare. I elmarknadsförord. beskrivs det så att åtgärder ska vidtas först och handeln får endast begränsas i nödfall.

Så det man kan läsa ut är att överföringskapaciteten ska över tid planeras in för att kunna delges maximalt till handeln så att elsystemet nyttjas så effektivt som möjligt med så hög driftsäk som möjligt.

Att marknadsbaserade lösningar ska väljas först är självklart, framförallt ur säkerhetssynpunkt. Marknadsbaserade lösningar är oftast balanseringsbud (frivilliga). Men oftast är det geografisk position som avgör, därav att det är svårt att göra det helat marknadsbaserat.

Frivillighet är mkt mkt viktigt- samtycke på alla fronter behövs och det även inom elsystemet! Framförallt för att det finns för många olyckor där en ”order” från kraftkontroll givits och satt produktionsanläggningar i otillåtna driftområden och skapat haveri.

Därav att det är viktigt att det finns tex FRR-bud inom varje elområde. Detta möjliggör då frivilliga omdirigeringar och mothandel. Går inte detta så ger elmarknadsförordningen inriktning för hur ej marknadsbaserade åtgärder ska hanteras i artikel 13:

Vid val av åtgärder, alltså HUR man ska anskaffa så får vi vända oss till nätföreskrifterna - SO GL i detta fall. En TSO ska välja åtgärder som bidrar mest till överföringskapaciteten men beakta risken. SO GL art 21 har en lista för vad valen ska baseras på:

I södra SWE så saknas det resurser för att få en marknadsbaserad lösning. Det saknas även resurser för icke marknadsbaserade lösningar för att fylla behovet av reserver. Därav att överföringskapaciteten dras ner för att anpassa elsystemets drift av tillgängliga reserver.

Återigen är det ett tecken på hur lite marginaler som finns i systemet för att hantera vanliga felfall. #scary

Här är det viktigt att incitament och prissignaler ges i förebyggande syfte, bla borde FRR-priser i södra SWE utformas så att de speglar systemets behov av reserver. Även anslutningskraven, tariffer och ökat fokus på frivilliga (marknadsbaserade) lösningar borde finnas med.

Ett riktvärde för driftsäkerheten är att ha så hög överföringskapacitet som möjligt över tid. 70 % kravet för överföringskapacitet är IMO ett bra värde, inte bara för utlandsförbindelser, för vad ett tillräckligt säkert elsystem är där infrastrukturen nyttjas effektivt

Hög överföringskapacitet kan, om beräkningar görs rätt, användas som ett mått på ett väl presterande elsystem med tillräckligt bra driftsäkerhet. Ett väl presterande elsystem borde ligga närmast våra hjärtan. Att elsystemet blir bättre över tid är det ”högsta” kravet.